土库曼斯坦阿姆河右岸区块碳酸盐岩有效储层物性下限研究

李洪玺

(中国石油川庆钻探工程公司 地质勘探开发研究院，四川 成都 610051)

引 言

阿姆河盆地是一个中生代富气盆地，主体位于土库曼斯坦东部和乌兹别克斯坦西南部，以阿姆河为分界线，盆地东南部和南部伸入阿富汗和伊朗境内，盆地面积约29×104km2[1-3]。右岸区块位于土库曼斯坦阿姆河右岸。

右岸地区是阿姆河盆地东北部的盐下生物礁富气区[3-5]，是十分有利的勘探区带，但气藏地质结构十分复杂，储层类型多样，有效储层物性下限差别大且难以确定。

1 右岸区块碳酸盐岩储层类型

右岸区块有14 000 km2，根据勘探开发程度、储层发育特征，将区块划分为西部、中部和东部3个部分。由于构造特征及沉积环境不同[6-7]，在右岸区块西部、中部及东部3个区域形成了不同的储层类型。

西部为开阔台地及局限台地沉积，主要发育连续多层叠置的生屑滩储层。该储层岩性一般为亮晶生屑灰岩、砂屑灰岩、鲕粒灰岩、微亮晶颗粒灰岩，储层储集空间主要为孔隙，岩心上局部可见明显的针状溶孔(图1)。成像测井显示，储层段发育较多由孔隙性灰岩引起的黑色低阻条带，表明溶孔发育，裂缝不发育(图1)。岩心的孔隙度与渗透率在半对数坐标图上具有较好的相关性(图2)。结合孔隙结构分析结果，得出右岸区块西部储层类型主要为孔隙型或孔洞型。

图1 右岸西部地区孔隙(洞)岩心照片及成像测井特征Fig.1 Core photos and imaging logging characteristics of pore(cave) reservoir in western area of right bank

图2 右岸西部孔隙、孔洞储层孔-渗关系Fig.2 Relation between porosity and permeability of pore(cave) reservoir in western area of right bank

中部的有利相带主要为上斜坡继承性发育的缓坡礁滩带。储层岩性主要为生(砂)屑灰岩以及少量礁灰岩、藻灰岩，储集空间类型有孔隙和裂缝，但以孔隙为主。孔隙主要包括剩余原生粒间孔、粒内孔、晶间孔等原生孔隙及粒内、粒间、晶间溶孔、铸模孔、生物体腔孔等次生孔隙。裂缝类型主要包括溶蚀缝、构造缝和压溶缝(图3)。岩心资料显示储层类型为裂缝孔隙型储层。

图3 右岸中部储层储集空间类型Fig.3 Reservoir space types of the reservoir in middle area of right bank

岩心孔-渗关系(图4)上几乎无相关性， 反映了既有裂缝又有孔隙的双重特性。同时试井资料也表现出明显的双重介质渗流特征(图5)，综合判断右岸中部储层类型主要为裂缝-孔隙(洞)型。

图4 右岸中部储层岩心孔-渗关系Fig.4 Relation between porosity and permeability of reservoir in middle area of right bank

图5 右岸中部储层试井压力导数曲线Fig.5 Characteristics of well test pressure derivative curve in middle area of right bank

东部主要的有利相带为上斜坡礁滩发育带，储层岩性为生屑、砂屑灰岩、微晶灰岩、微晶生屑灰岩和微亮晶角砾灰岩[5-7]。沿裂缝孔洞发育，岩心上可见沿裂缝发育的溶洞(图6)。该类储层的孔渗关系也比较杂乱(图7)，部分孔隙度大于10%的层段，渗透率仅0.1×10-3μm2，说明存在连通性较差的孔洞型储层，而低孔段表现出高渗透率特征，正好体现了裂缝的存在。综合分析右岸东部储层类型为裂缝型孔洞储层。

图6 右岸东部储层主要储集空间类型Fig.6 Reservoir space types of reservoir in east area of right bank

图7 右岸东部裂缝型孔洞储层岩心孔-渗关系Fig.7 Relation between porosity and permeability of fractured pore(cave) reservoir in east area of right bank

2 储层有效物性下限

有效储层物性下限研究的方法主要有测试法、相对渗透率、孔隙度-饱和度交汇法、含油产状法、最小有效孔喉法、钻井液侵入法、孔-渗交会法、渗透率应力敏感法等[8-11]。在右岸区块，根据各个区域的不同储层类型和资料状况，采用不同的组合方法，针对东部裂缝型孔洞储层，引入有效孔隙度-总孔隙度交汇与孔隙度-渗透率交汇法综合判断有效储层下限的方法，较好地解决了有效储层物性下限问题。

2.1 西部

西部测试井及测试层段相对较多，选用测试法及孔-饱关系法来确定西部有效储层物性下限。孔隙度-电阻率交会(图8)分析结果表明，大多数测试为干层的层段，孔隙度都小于5%；测试为气层、水层的层段，绝大多数的孔隙度大于或等于5%，极少数点例外，因此，取孔隙度5%作为孔隙度下限。

图8 右岸区块西部测试层的孔隙度-电阻率关系Fig.8 Porosity-resistivity relation in western area of right bank

西部气藏主要为孔隙(洞)型储层，孔隙度、渗透率间存在良好的相关性，因此，根据孔-饱关系(图9)取孔隙度为5%对应的含水饱和度上限为60%。

图9 右岸区块西部储层的孔-饱关系Fig.9 Porosity-saturation relation in western area of righr bank

2.2 中部

右岸中部有气-水相对渗透率资料和压汞资料，因此，采用相对渗透率、孔-饱关系法确定有效储层物性下限。40个岩心气-水相对渗透率资料经平均处理后，求得的相对渗透率(Kr)曲线等渗点为Sw=64%；33个孔隙度(Φ)≥3%样品的相对渗透率曲线等渗点为Sw=63%(图10)；同时在合理的生产压差(3～6 MPa)下，含水饱和度与产水率(WGR)关系曲线(图11)显示：当含水饱和度大于等渗点含水饱和度(63%)时，储层的产水量开始大幅度增加，产气能力大幅下降，因此，取含水饱和度上限为63%。建立束缚水饱和度Sw与孔隙度Φ的相关曲线，当含水饱和度为63%时，孔隙度为3.2%(图12)，孔隙度与电阻率图版(图13)也显示，当孔隙度大于3%时为纯气层，因此，取有效储层孔隙度下限为3%。

图10 右岸中部平均相对渗透率曲线Fig.10 Average relative permeability curves in middle area of right bank

图11 右岸中部地层含水饱和度与产水率的关系Fig.11 Water saturation-water producing rate relation curve in middle area of right bank

图12 右岸中部孔-饱关系Fig.12 Porosity-permeability relation in middle area of right bank

图13 右岸中部B-P气田测试段孔隙度-电阻率交汇图 Fig.13 Porosity and resistivity intersection of B-P gas field in middle area of right bank

2.3 东部

东部为裂缝型孔洞储层，结合测试资料，综合利用孔渗交汇法、有效孔隙度与总孔隙度交汇法来确定有效储层物性下限。

首先，通过研究测试段的孔渗关系(图14)，发现当渗透率大于0.001×10-3μm2时，开始获气，而对应的最小孔隙度为1%。其次，根据得到的总孔隙度(ΦG)和和有效孔隙度(ΦN)绘制有效孔隙度与总孔隙度的交会图(图15)，曲线与总孔隙度的交点即为有效孔隙度下限，其值为1%左右。根据以上2种方法， 将右岸东部有效储层的孔隙度下限取为

图14 右岸东部部分测试段孔-渗关系Fig.14 Porosity-permeability relation of testing segment in eastern area of right bank

图15 右岸东部部分层段有效孔隙度 与总孔隙度交汇图 Fig.15 Effective porosity-gross porosity relation of some segment in eastern area of right bank

1%，渗透率下限为0.001×10-3μm2。目前测试均为纯气，且从孔隙度与电阻率的关系图版(图16)看，没有含水饱和度下限。

图16 右岸东部测试段孔隙度-电阻率图版Fig.16 Porosity-resistivity relation of testing segment in eastern area of right bank

3 结论与认识

(1)根据储层储集空间特征的不同，同时参考储层与岩性和沉积微相的关系，将阿姆河右岸区块主要分为3种储层类型，西部为孔隙或孔洞型，中部为裂缝-孔隙(洞)型，东部为裂缝型孔洞储层。

(2)通过孔隙度-电阻率交汇法及孔-饱交汇法得到右岸区块西部有效储层孔隙度下限为5%，对应的含水饱和度上限为60%。

(3)综合运用相渗、测试、孔饱法及孔隙度-电阻率交汇法，得到右岸中部储层孔隙度下限为3%,含水饱和度上限为63%。

(4)利用相-渗法、孔饱法及孔隙度-电阻率交汇法，得到右岸东部有效储层的孔隙度下限为1%，渗透率下限为0.001×10-3μm2。